新型行波故障测距装置在智能变电站中的应用

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摘 要：智能变电站是建设智能电网的重要组成部分，由于现有书店线路行波测距装置应用到智能变电站中存在行波故障信息提起等严重问题，通过应用新型行波故障测距装置，解决电子式互感器中提取行波故障信息的难题，有利于促进智能电站管理水平的提升。本文简单探讨新型行波故障测距装置在智能变电站中的应用。

关键词：智能变电站；新型行波故障测距装置；行波故障

中图分类号： O434.19 文献标识码： A

一.引言

随着IEC61850标准的提出和智能电子设备的采用，使得智能变电站的建设成为现实。目前我国正在大力推进智能变电站的建设，智能变电站已成为管理、应用的重点研究对象。在智能变电站中，由于设备运行方式和常规变电站不同，原有设备无法正常工作，需要进行改进。输电线路行波测距装置就存在类似的问题。

二．智能变电站故障测距系统概述

1.智能电网故障测距系统构成。

智能电网故障测距系统的构成与现有测距系统类似，由变电站内的测距终端装置及测距主站构成。测距终端装置负责数据的采集、发送，测距主站完成计算、信息等功能。测距主站可以就地配置也可配置在远方，配置远方主站更有利于后期维护与管理。测距终端装置和测距主站均就地配置时，一般统称为测距装置。

2.智能变电站故障测距装置

为了符合智能变电站各项技术要求，智能变电站故障测距装置必须做出较大改动，与传统变电站故障测距装置的区别见（图1，图中ＭＭＳ为多媒体短信服务，ＧＯＯＳＥ为通用面向对象的变电站事件），体现在以下几点：

（1）数据的就地采集；

（2）装置的ＩＥＣ６１８５０标准通信；

（3）算法程序改进，主要体现在增加阻抗法测距及过渡电阻估算等功能。

3. 行波法故障测距的原理及分类

近年来，全国电网逐渐升级换代，变电站容量不断增大，作为各变电站间能量传输的通道，高压输电线路在电力系统中地位显得越来越重要，高压输电线路的可靠性相对整个电网的安全运行也具有越来越重要的作用。随着电压等级从超高压到特高压不断发展，电力系统对电网安全运行的要求越来越高，输电线路发生故障后的影响也将会越来越大，对线路修复的准确性和快速性也提出了更高的要求。准确快速的故障测距可有效帮助修复线路，保证线路可靠供电，从而保证整个电网的安全稳定运行，最大程度降低线路故障对整个电力系统造成的威胁，以及对国民经济和人民生活带来的综合损失。

行波即线路中传播的电磁波。当输电线路发生故障时，故障点处会产生从基频到很高频率的暂态行波，暂态行波沿输电线向两端传播，在线路末端母线、故障点等波阻抗不连续的点处会发生反射和折射。经过反射和折射行波的极性会发生改变，频率会发生突变，根据这些变化量可以测量出行波到达这些点的时刻。利用线路长度，行波到达测量点的时刻以及行波传播的速度可以计算出故障点所在的位置。按照检测行波的方式，将行波测距法分为四类，A型、B型、C型和D型。

A型只在线路一端安装测量装置，检测行波到达测量端的时刻。它需要检测两种行波。一是由故障点产生第一次传播到测量端的行波，称为初始行波；二是由初始行波经测量端母线反射后到达故障点，再由故障点反射传输到测量端的行波，称为故障点反射波。根据这两种波到达检测端的时间差计算故障点的位置。将只在线路一端检测数据的方法称为单端法。

D型需要在线路两端安装测量装置，检测从故障点传输到两个测量端的第一个行波。将在线路两端检测数据的方法称为双端法。B型和C型根据雷达原理制成，需要附加设备脉冲或信号发生器，在线路发生故障后，施加高频或直流信号，然后在检测端检测施加信号初始波和故障点反射波到达各个检测端的时刻即与A型和D型类似。

近年，提出E和F型测距方法，E和F型测距方法通过检测故障线路分合闸时产生的暂态行波实现测距。这种方法易受保护动作影响，对于瞬时性故障可能分合闸时故障已经消失，无法找出故障点，对于线路存在的隐患不能及时查找出来。另外根据故障行波的物理性质，有电压行波法和电流行波法。根据获取故障行波的方式又可分为单端法和双端法。

三. 行波的优越性

现有继电保护设备中故障测距方式有2种：工频阻抗计算法和行波分析计算法。两种方法的区别在于采用的原理不同，前者采用电压平衡方程，通过计算故障点与测距装置安装点之间的线路电抗，计算故障距离，后者采用测量和记录线路发生故障时由故障点产生的行波到达母线的时间，计算出故障距离。它的基础是行波在输电线路上有固定的传播速度(接近光速)。两种方法的共同点是，根据所使用的原理中参数量，都可分为单端量算法和双端量算法。但前者由于互感器的误差、过渡阻抗和负荷电流等因素的影响，阻抗算法往往不能满足对故障测距的精度要求。国家标准对故障录波器的测距精度要求为3％，但对500 KV较长距离输电线路，一般故障录波器的该项指标较难达到。作为行波测距法可以解决过渡电阻及线路分布参数的影响。

早期行波法使用的是电压行波，而理论和实践证明普通的电容分压式电压互感器不能转换频率高达数百kHz的行波信号，为了获取电压行波则需要装设专门的行波耦合设备，因而使得装置构成复杂、投资大，而且缺乏测量和记录行波信号的技术条件，也没有合适的数学方法来分析行波信号，因此制约了行波测距的研究和发展。WFL2010输电线路故障测距系统中，采用了行波测距技术，使用的是电流行波，其优越性主要体现在运用了小波变换技术。小波分析作为数学学科的一个分支，在理论和运用上，受到重视。由于小波变换具有良好的时、频局部化分析能力，能对信号或图像的微小细节进行分析。如用小波变换对一个突变的锯齿形波进行分析，在每秒采样256次的条件下，可用16个小波来表示；但若采用傅立叶变换，由于很难分析信号中间的突变部分，则需用256个正弦波才行，这就限制了它的实际应用。因此，小波变换是利用故障暂态行波实现保护和故障测距的相对更为有效的分析方法。

四.新型行波故障测距装置在智能变电站中的应用。

1.利用行波法测距需要解决的问题。

行波法测距的可靠性和精度在理论上不受线路类型、故障电阻及两侧系统的影响,但在实际中则受到许多工程因素的制约。

1)行波信号的获取。

数字仿真表明:故障时线路上的一次电压与电流的行波现象很明显,包含丰富的故障信息,但需要通过互感器进行测量。关键是如何用一种经济、简单的方式从互感器二次侧测量到行波信号。一般来说,电压和电流的互感器的截止频率要不低于 10khz,才能保证信号不过分失真。用于高压输电线路的电容式电压互感器(CVT)显然不能满足要求。利用故障产生的行波的测距装置,最好能做到与其他的线路保护(如距离保护)共用测量互感器,否则难以应用推广。为了达到一个杆塔(小于1km)的测距精度,二次侧信号上升沿时间应该在几个微秒之内。实验研究表明,电流互感器(CT)的暂态响应特性能满足如此高的响应速度。所以,行波测距装置可以与其它保护装置共用电流互感器,因而易于被推广使用。

2)故障产生的行波信号的不确定性。

故障产生的行波信号的不确定性主要表现在三个方面:

①故障的不确定性。

故障的不确定性主要表现在故障发生角和故障类型上。故障发生的时刻是随机的,它与故障原因和线路状态等因素有关。同时,故障发生的类型也是不同的, 可以是金属性故障,也可能是经过大小不一的过渡电阻的短路故障。

②母线接线方式的不确定性。

行波测距理论基于行波的传播及反射，母线上的接线是不固定的，这就引起行波到达母线的不确定性。然而行波测距要求在母线侧有足够强的反射才可能被测到。

③线路及系统其它元件的非线性及依频特性的影响。

由于集肤效应的关系,实际的三相线路存在损耗与参数随频率变化的现象。系统中地模参数损耗大且频率依频特性严重,使暂态行波信号的分析变得复杂和难以准确描述。所以一般使用线模分量进行行波测距。

④故障点反射波的识别

故障点反射波的正确识别是能否准确可靠的进行故障测距的关键技术问题。线路上存在大量特性与故障点的反射波极为相似的干扰。正常运行情况下较大的干扰主要来自断路器和隔离开关的操作,任何上述操作都会产生剧烈的电压变化。在故障发生后,行波沿输电线传播时,也会出现干扰。例如线路的换位点和其它线路的交叉跨越点处都会因波阻抗的变化出现干扰,更增加了识别的难度。故障点反射波识别除了排除线路干扰外,关键还在于区分出反射波是来自故障点还是线路对端母线。早期行波法测距的终端设备受当时技术条件的限制,其结构与使用相当复杂,如B型法的同步装置,C 型法中的高频和直流脉冲发生装置等等,这些终端设备和操作上的实时自动化要求增加了行波法测距的技术复杂性和成本,阻碍了行波法测距的更广泛应用。

⑤行波信号的记录与处理

故障产生的暂态行波信号只持续很短时间,经过多次反射后进入稳态,为此必须在故障产生后几毫秒内记录下有用的暂态行波信号。此外,为保证测距有足够的精度,为了采集高频暂态行波,采样频率不能太低,应在百千赫兹数量级。尽管如此,利用故障行波测距要比实现继电保护要容易获得推广应用的多。使用行波保护的目的在于获得很高的动作速度( 小于10ms),一个关键问题是如何区分故障与其它原因,比如雷击、系统操作等引起的扰动。而对测距来说不存在这个区分问题。因为它只要做到系统故障后,准确的给出故障距离就行了。通过检查保护是否动作,可以很容易的知道系统是否出现故障。

2.装置整体结构和信号接入。

智能变电站测距装置采用分层分布式结构，功能划分上作为设备层设备，按照ＤＬ/Ｔ８６０标准则可视为间隔层设备。智能变电站测距装置由装置本身数据采集单元或电子式互感器采集器实现就地采样，再通过合并单元ＭＵ完成时间同步后通过光纤发送给测距主站，完成后续处理，现场无需铺设电缆。由于信号采样频率５００ｋＨｚ以上，相对其他装置较高。在工程实施中，智能变电站测距装置采样数据或电子式互感器高速采样数据传输多采用自定义协议，ＭＵ与现有数字化、智能变电站合并单元有所差异，装置间数据共享通过文件方式实现。

3. 测距装置的ＩＥＣ６１８５０标准通信

传统行波故障测距装置通信包括站内通信和站间通信２个部分。智能变电站测距装置的站间通信与现有系统基本保持一致，主要区别在于站内通信部分。现有测距装置一般通过ＩＥＣ６０８７０－５－１０３上传测距结果、告警、自检及日志等相关信息。智能变电站测距装置站内通信包括以下２个部分：（1）基于ＩＥＣ６１８５０标准的ＭＭＳ通信，用于上传测距装置，相关信息至保信子站或一体化信息平台；（2）ＧＯＯＳＥ通信，用于获取各开关动作信息，其开发重点在于故障测距装置的建模和ＩＥＣ６１８５０标准通信的实现。

4. 智能电网故障测距系统主站。

智能变电站技术导则要求智能变电站应建立告警想、分析决策系统和故障信息综合分析决策系统，能在故障情况下对保护、事件顺序记录信号、录波等多方数据进行综合分析。而智能变电站故障测距系统的一大特点是能采集１０ｋＨｚ以上的频率信号，同时能够获得区域内的装置信息。因此智能电网故障测距主站利用信息共享的优势可以实现以下功能。

（1）利用暂态电气量分析对故障进行初步诊断，判定故障原因雷击短路、性质、协助电力运行部门采取相对应的技术手段予以处理。

（2）基于区域电网信息调用相关终端数据提高整体可靠性以及自适应参数修正能力。

5.基于暂态电气量的故障分析系统。

导致电网故障有多种原因，例如线路遭受雷击、站内设备绝缘击穿、覆冰断线等。根据故障原因，大体上可将故障分为雷击故障、短路污闪、树枝放电、站内绝缘击穿、断线、覆冰断线、外力破坏及站内设备故障几类。主站可以对故障性质进行初步识别判断。

6. 基于网络结构的区域电网故障定位系统。

随着电网建设的发展，串联补偿装置、ＧＰＳ授时时差的影响日益显现，在输电线路故障发生后，当由于上述原因导致测距失败或装置通信出现问题时，系统可靠性难以保障。现场运行经验表明在线路故障后，暂态电流电压行波会通过母线传输到分支线路上。分支线路上的测距装置会因这些暂态行波扰动启动生成录波数据。当区域电网配置有集中式测距主站时，根据网络结构选择相邻变电站，启动数据测距，可有效提高系统整体可靠性。

五．结束语

新型行波故障测距装置应用于智能变电站中，解决了电子式互感器中提取行波故障信息的难题，有利于电站智能化的提升。

参考文献

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